RELAZIONE ILLUSTRATIVA Il decreto legislativo mira a dare attuazione nell'ordinamento interno, sulla base dei criteri stabiliti dagli articoli 12 e 19

RELAZIONE ILLUSTRATIVA

Il decreto legislativo mira a dare attuazione nell'ordinamento interno, sulla base dei criteri stabiliti dagli articoli 12 e 19 della legge 22 aprile 2021, n. 53 recante "Delega al Governo per il recepimento delle direttive europee e l'attuazione degli altri atti del! 'Unione europea - legge di delegazione europea 2019-2020" (nel seguito legge di delegazione), alla direttiva UE n. 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27 (rifusione). Sono state anche inserite disposizioni integrative e modificative delle norme vigenti per tenere conto della entrata in vigore del regolamento (UE) 943/2019 (rifusione), del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell'energia elettrica e del regolamento (UE) 941/2019 sulla preparazione ai rischi nel settore elettrico e che abroga la direttiva 2005/89/CE. Le norme europee oggetto di recepimento fanno parte del e.cl. Clean Energy Package della Commissione europea, ossia il pacchetto normativo dell'UE volto a facilitare il perseguimento degli obiettivi del Consiglio europeo dell'ottobre 2014 che ha definito i target al 2030 in materia di emissioni di gas serra (in coerenza con gli impegni poi assunti alla conferenza di Parigi sul clima), sviluppo delle fonti rinnovabili, promozione dell'efficienza energetica, sviluppo delle interconnessioni elettriche, assicurando mercati concorrenziali, prezzi accessibili, sostenibilità ambientale degli investimenti e sicurezza dell'approvvigionamento.

La direttiva UE n, 2019/944 stabilisce norme comuni per la generazione, la trasmissione, la distribuzione, l'accumulo e la fornitura del]'energia elettrica, unitamente a disposizioni in materia di protezione dei consumatori, di funzioni e organizzazione dei gestori delle reti di trasmissione e distribuzione e di indipendenza delle autorità di regolazione, al fine di creare nell'Unione europea mercati dell'energia èlettrica effettivamente integrati, competitivi, flessibili, equi e trasparenti.

In particolare, le disposizioni contenute nella direttiva UE n. 2019/944 definiscono un quadro normativo in cui si mette il consumatore al centro delle misure necessarie per lo sviluppo del mercato integrato, nella prospettiva di un sistema elçttrico in cui cresce il ruolo delle risorse distribuite e decentrate e quindi diventa ess:enziale l'esigenza di flessibilità per garantire la sicurezza delle forniture. A tal fine si prevedono disposizioni volte, da tm lato, a promuovere la partecipazione attiva e consapevole del consumatore; dall'altra, a promuovere la diffusione di sistemi di accumulo e di ricarica dei veicoli elettrici, secondo criteri di mercato, funzionali all'integrazione nel sistema della crescent~ generazione da fonti rinnovabili. A tal riguardo, sono state introdotte anche novità di rilievo, in pmicolare in tema di sviluppo delle comunità energetiche dei cittadini, volte a valorizzare la partecipazione attiva dei cittadini e il ruolo delle comunità nei diversi ambiti di attività del settore elettrico ( dalla produzione alla vendita alla fornitura di servizi al sistema) e di sviluppo e promozione dei sistemi di accumulo secondo logiche di mercato. Si tratta di novità importanti nel disegno complessiv::> di un sistema che dovrà governare, in condizioni di sicurezza e secondo principi di efficienza e contenimento dei costi, l'integrazione della crescente quota di generazione da fonti rinnovabili. Nell'ottica di promuovere m1 sistema più decentrato e flessibile, la direttiva rafforza inoltre il ruc,lo dei gestori della rete di distribuzione, prevedendo un quadro di regole in materia di approvvigionamento di servizi di flessibilità.

Il regolamento UE 2019/943 mira ad armonizzare le regole di funzionamento del mercato interno _,dell'energia elettrica con l'obiettivo di definire condizioni effettive che consentano:

/i' .,-

a) un accesso non discriminatorio, anche in termini di responsabilità e partecipazione ai costi, a

tutti i fornitori di risorse e ai clienti dell'energia elettrica, con particolare attenzione all'integrazione nei mercati dell'energia e dei servizi della gestione della domanda, dei sistemi di accumulo e della generazione da fonti rinnovabili;

b) la formazione di segnali di prezzo dei mercati efficienti.

In .tale ottica sono rafforzate le. norme per promuovere gli scambi transfrontalieri, volte ad un'effettiva integrazione dei mercati all'ingrosso a livello europeo, attraverso regole comuni in materia di allocazione della capacità e gestione delle congestioni; da ultimo, le norme UE prevedono ulteriori sforzi di armonizzazione a livello europeo delle norme e procedure operative per i gestori di rete di trasmissione e r,rfforzano il quadro di riferimento per la cooperazione regionale/europea necessaria a gestire sistemi sempre più interconnessi, con l'istituzione di entità di coordinamento sovranazionali, sottoposte alla supervisione congiunta delle autorità di regolazione nazionali, che dovranno supportare i gestori di rete nello svolgimento delle proprie funzioni.

Il regolamento UE 2019/941, infine, stabilisce norme in materia di cooperazione tra gli Stati membri al fine di prevenire e gestire le crisi nel settore dell'energia elettrica anche attraverso l'armonizzazione dei Piani nazionali di prevenzione e gestione degli eventi critici e delle misure negli stessi contenuti previa individuazione secondo criteri armonizzati dei principali scenari di rischio sia nazionali sia europei.

L'Italia ha avviato da tempo, anche in attuazione di quanto previsto dal precedente Terzo pacchetto energia, recepito a livello nazionale con il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93, diverse riforme sia nel mercato all'ingrosso sia nel mercato al dettaglio volte ad 1ma maggiore liberalizzazione e all'integrazione con gli altri mercati europei.

L'intervento normativo proposto, nel recepire le nuove disposizioni dell'UE innanzi descritte, va quindi nella direzione di integrare e rafforzare le riforn1e già avviate, coerentemente con gli obiettivi e lè misure contenuti nel · Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC), salvaguardando ove necessario le specificità del sistema elettrico nazionale. Le disposizioni introdotte contribuiscono inoltre a definire 11 quadro normativo di riferimento per l'attuazione delle azioni del Piano nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) riguardanti la "Rivoluzione verde e la transizione ecologica".

In tale contesto vengono in particolare introdotte disposizioni volte a disciplinare le nuove èonfigurazioni delle comunità energetiche dei cittadini in modo coordinato con le disposizioni previste dalla direttiva 2001/2018 in inatcria di comunità energetiche rinnovabili, a rafforzate i diritti dei clienti finali in termini di trasparenza (delle offerte, dei contratti e delle bollette), a completare la liberalizzazione dei mercati al dettaglio salvaguardando i clienti più vulnerabili, ad aprire maggiormente il mercato dei servi,;i a nuove tipologie di soggetti quali la gestione della domanda e i sistemi di accumulo, a pr~vedere un ruolo più attivo dei gestori di sistemi di distribuzione, a regolare la possibilità di istituire sistemi di distribuzione chiusi, ad aggiornare gli obblighi di servizio pubblico per le imprese operanti nel settore della generazione e della fornitura di energia elettrica, ad introdurre un sistema di approvvigionamento a lungo termine di capacità di accumulo con l'obiettivo di promuovere lo sviluppo degli investimenti necessari per l'attuazione degli obiettivi del PNIEC.

I destinatari dell'intervento normativo proposto sono essenzialmente i consumatori e i produttori di energia elettrica nelle diverse configurazioni soggettive, nonchè i soggetti che rivestono un ruolo

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pubblico concernente.la gestione del sistema elettrico (gestori di rete di trasmissione e distribuzione, gestore dei mercati elettrici e l'Autorità di ~egolazione ).

L'articolo 1, (Principi generali di organizzazione del mercato de/l'energia elettrica), ribadisce e rafforza i principi alla base della disciplina del mercato dell'energia elettrica quali la libertà degli scambi, l'armonizzazione con il mercato europeo, la trasparenza dei prezzi, la libertà di scelta del fornitore, la paxtecipazione attiva dei consumatori, la protezione dei clienti vulnerabili e in povertà energetica. Viene inoltre sancita l'esigenza di dare stabilità agli investimenti necessari per la transizione energetica previsti dal piano nazionale integrato energia e clima e quelli necessari per l'aumento della capacità di interconnessione di cui al regolamento UE 2018/1999. Sono fatte salve le disposizioni tributarie in materia di accisa sull'energia elettrica

L'articolo 2 (lvfodijìche e integrazioni all'articolo 2 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79) introduce modifiche all'articolo 2 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79, come integrato dal decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93 e dal decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, per recepire le nuove definizioni previste dalla direttiva UE n. 2019/944 o per rendere coerenti con il quadro europeo alc1me definizioni già presenti nella disciplina nazionale.

L'articolo 3 (Definizioni), prevede le definizioni che discendono dalla introduzione dei nuovi istituti introdotti dalla direttiva UE n. 2019/944, tra cui si segnalano quelle di cliente attivo, comunità energetica, aggregazione, stoccaggio dell'energia, centro di coordinamento regionale, le componenti di rete pienamente integrate.

L'articolo 4 (Partecipazione al mercato degli operatori dei Paesi terzi) stabilisce, in recepimento delle disposizioni di cui all'articolo 3, paragrafo 5, della direttiva, che i partecipanti al mercato provenienti dai Paesi non appartenenti all'Unione europea sono tenuti al rispetto del diritto applicabile dell'Unione europea e del diritto italiano ivi comprese le normative in materia di ambiente e sicurezza.

L'articolo 5 (Diritti contrattuali dei clienti), in primo luogo, ribadisce. i diritti dei clienti diricevere una fornitura di energia elettrica di loro scelta, anche di produttore o fornitore di un altro Stato membro, e di poter anche avere più di un contratto di fornitura allo stesso tempo, a condizione che siano stabiliti i necessari punti di connessione, beneficiando, ai sensi del comma 2, dei diritti contrattuali previsti dai commi successivi. ~1 comma 3 indica i contenuti dell'informazione che deve essere .indicata nel contratto di fornitura di. energia elettrica concluso dal cliente finale , mentre il comma 4 stabilisce il diritto a ricevere, a pena di nullità, prima della conclusione del contratto, un documento informativo recante w1a sintesi, scritta in un linguaggio semplice e conciso, dei diritti di cui al comma 3 e delle ulteriori condizioni contrattuali. Il comma 5 disciplina gli effetti délla modifica delle condizioni contrattuali ed il comma 6 il correlato esercizio del diritto di recesso. Il comma 7 prevede che i fornitori trasmettsho ai clienti finali informazioni chiare e trasparenti sui prezzi e sulle tariffe praticati, nonché sulle condizioni contrattuali generalmente praticate e il comma 8 che gli stessi fornitori offrano diversi metodi di pagamento. Il comma 9 prevede che i moduli o formulari recanti le condizioni contrattuali siano redatti in termini equi e trasparenti, in un linguaggio semplice e univoco e il comma . .1 O che i clienti finali harmo diritto a un buon livello di prestazione dei servizi e di gestione dei propri eventuali reclami da parte dei fornitori, in modo semplice, equo e rapido e, ai sensi del comma 11, di essere prontamente e adegnatamente informati sui propri diritti derivanti dagli obblighi di servizio pubblico universale imposti ai fornitori. Il comma 12 disciplina il diritto del cliente finale di essere informati in modo adeguato dai fornitori

sulle misure alternative alla disconnessione del servizio, con sufficiente anticipo rispetto alla data prevista per l'interruzione della fornitura, comunque non inferiore a un mese. Il comma 13 prevede che i clienti finali ricevano una fattura di conguaglio definitivo dal fornitore entro sei settimane dall'effettuato cambiamento di fornitore. Il comma 14 demimda ali' Autorìtà di regolazione per l'energia, le reti e l'ambiente (di seguito anche ARERA o Autorità di regolazione o Autorità) l'adozione delle misure necessai·ie al fine di rendere effettivi i diritti previsti dalle disposizioni contenute nell'articolo. Per ragioni di coordinamento legislativo il terzo comma dell'articolo 35 del decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93, è abrogato (comma 15).

L'articolo 6 (Bollette e informazioni di fatturazione) ribadisce i diritti dei clienti finali in materia di bollette e informazioni di fatturazione. In particolare, il comma 1 stabilisce il diritto a ricevere bollette e informazioni di fatturazione accurate, chiare, di facile consultazione e idonee a facilitare il confronto tra le diverse offerte di fornitura. Il comma 2 precisa che tutte le bollette e le informazioni di fatturazione devono essere fornite gratuitamente. Il comma 3 disciplina le modalità di comunicazione delle bollette e delle informazioni da parte del fornitore e s.tabilisce il diritto del cliente finale di accedere a soluzioni flessibili di pagamento. Il comma 4 previsa che nel caso in cui il contratto di fornitura preveda variazion: dei prodotti e dei servizi offerti ovvero del prezzo di fm;nitura, dette variazioni siano indicate nella bolletta, lmitamente alla data della prevista variazione. Il comma 5 individua, con rinvio ali' allegato I al provvedimento, i requisiti minimi cui i fornitori sono tenuti a conformarsi nella compilazione delle bollette e delle informazioni di fatturazione. Il comma 6 demanda ali' Autorità il compito di adottare, sentite le organizzazioni rappresentative dei consumatori, gli atti· regolatori necessari a rendere effettivi i diritti dei consumatori in materia di bollette e informazioni di fatturazione.

L'articolo 7 (Diritto a cambiare fornitor~) disciplina il diritto del cliente a cambiare il proprio fornitore senza discriminazioni legate a costi, oneri o tempi. Il comma 1 stabilisce, in particolare, che tale cambio avvenga entro il termine massimo di tre settimane dalla data di ricevimento della richiesta, definendo le modalità di fatturazione da parte del nuovo fornitore a partire dalla data dell'avvenuto cambio. Il comma 2 introduce l'obbligo in capo ai fornitori di comunicare, nei documenti informativi precontrattuali, nel contratto stesso o nelle bollette periodiche, le modalità per il suddetto cambio fornitore. Il comma 3 demanda all'ARERA il compito di avviare, entro un anno dalla data di entrata in vigore del decreto, una consultazione degli operatori attivi nel mercato interno dell'energia elettrica e delle organizzazioni rappresentative dei consumatori registrate al fine di adottare gli atti regolatori volti a garantire che il cambio fornitore avvenga, a partire dal 1 gennaio 2026, entro ventiquattrore dalla richiesta. Il comma 4, stabilisce che l'esercizio del recesso da parte dei clienti civili e delle piccole imprese non può essere soggetto ad alcun onere. Il comma 5 prevede la possibilità per il fornitore di imporre oneri di natura economica per il cliente finale che receda anticipatamente da un contratto a ternpo determinato e a prezzo fisso. Tale onere deve essere chiaramente comunicato sia prima della stipula del contratto sia nel contratto stesso, deve essere stato specificamente approvato e sottoscrittù dal cliente e deve essere proporzionato, senza eccedere la perdita economica direttamente subita dal fornitore in conseguenza dello scioglimento anticipato del contratto. Ali' Autorità è demandato il çompito di adottare la regolazione necessaria in materia di diritto al cambio fornitore e di recesso (comma 6). Infine, il comma 7 disciplina il diritto dei clienti civili di accedere a programmi collettivi di cambio fornitore, prevedendo che, in caso di pratiche abusive nei confronti degli aderenti al programma, le organizzazioni rappresentative dei consumatori possa110 agire in giudizio ai sensi dell'articolo 140 del decreto legislativo 6 settembre ... 2005, n. 206, mentre i singoli patiecipanti ])assono promuovere l'azione di classe di cui all'articolo

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140-bis del codice civile.

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L'articolo 8 (contratti con prezzo dinamico del/ 'energia elettrica) disciplina il diritto dei clienti finali ad un contratto con prezzo dinamico, ovvero un contratto di fornitura di energia elettrica tra un fornitore e un cliente finale che rispecclda la variazione del prezzo sui mercati a pronti, inclusi i mercati del giorno prima e i mercati infra-giornalieri, a intervalli pari almeno alla frequenza di regolamento di mercato. Il comma l stabilisce in primo luogo il diritto del cliente finale, che dispone di un contatore intelligente, a stipulare tale contratto, su espressa richiesta, con ciascun fornitore che abbia. più di 200. 000 clienti finali. Il comma 2 prevede che il contratto si basi sui dati effettivi di consumo del cliente, come rilevati dal contatore intelligente, e riportati anche nella bolletta e negli altri documenti di fatturazione. Il comma 3 sancisce l'obbligo per i fornitori di informare in modo chiaro il cliente finale sulle condizioni di tali contratti nonché sulle opportunità e sui rischi, demandando ali' Autorità il compito di rafforzare gli strumenti per la tutela dei clienti finali che stipulano contratti con prezzo dinamico del!' energia elettrica da eventuali pratiche abusive. Il comma 4 prevede il monitoraggio per dieci anni da parte del!' ARERA, nell'ambito della relazione annuale sullo stato dei servizi e sull'attività svolta, sulla diffusione e lo sviluppo nel mercato di tale tipologia di contratti, con particolare riguardo ai rischi, all'impatto sulle bollette e al livello di volatilità dei prezzi. Il comma 5 infine, prevede che l' ARERA possa adottare, anche in base ai risultati del monitoraggio del mercato e delle offerte, gli atti regolatori volti ad orientare la graduale tariffazione delle componenti dei contratti di fornitura diverse dall'energia elettrica secondo una logica dinamica, con contestuale riduzione delle quote fisse, tenuto conto del!' esigenza di promozione della gestione della domanda e dell'efficienza energetica negli usi finali.

• L'articolo 9 (sistemi di misurazione intelligenti e diritto al contatore intelligente) sancisce il diritto dei clienti finali di avere l'accesso a contatori intelligenti e individua i requisiti minimi che questi ultimi devono rispettare. A tal riguardo, il comma 1, attribuisce ali' ARERA il compito di stabilire i requisiti funzionali e tecnici minimi dei sistemi di misurazione intelligenti, assicurandone la piena interoperabilità, in particolare con i sisten:1i di gestione dell'energia dei consumatori e con le reti intelligenti, nonché la capacità di fornire informazioni per i sistemi di gestione energetica dei consumatori. I requisiti sono conformi alle norme tecniche europee in materia e alle migliori prassi;

sono quindi elencate condizioni minime.

Ali' ARERA (comma 2) spetta anche la definizione delle modalità di contribuzione dei clienti ai costi connessi all'introduzione di detti siste111i di misurazione intelligenti, in modo trasparente e non discriminatorio, tenendo conto dei benefici a lungo termine per l'intera filiera.

Con il comma 3 viene quindi chiarito che le suddette disposizioni si applicano agli impianti futuri e a quelli che sostituiscono gli esistènti, precisandosi che, i sistemi di misurazione intelligenti ·già installati o i cui lavori siano stati avviati prima del 4 luglio 2019 possono restare in funzione per l'intera durata del loro ci.cl o di vita. ·

Ai sensi del comma 4 l' ARERA elabora

e

pubblica un programma temporale degli interventi di sostituzione e ammodernamento dei sistemi di misurazione intelligenti, in dieci anni dall'entrata in vigore del decreto in esame, assicurando che entro il 31 dicembre 2024 l'ottanta per cento dei clienti finali disponga di contatori intelligenti.

Il comma 5 sancisce il diritto dei clienti fiùali a richiedere l'installazione o l'adattamento, a proprie spese, di contatori intelligenti, a condizioni eque, ragionevoli ed efficaci, nelle more degli interventi pianificati. Il contatore intelligente richiesto dal cliente finale deve presentare gli stessi requisìti elencati nell'articolo. Si prevede, inoltre, che il cliente finale che richiede l'installazione di un contatore intelligente ha diritto a ricevere un'offerta che espliciti, in forma chiara, le funzioni, anche in chiave di interoperabilità, e i realistici vantaggi del contatore, nonché i costi a suo carico e che il

contatore intellìgente deve essere installato o adattato entro un termine ragionevole dalla richiesta, comunque non superiore a quattro mesi.

Infine, si dispone che i clienti che ancora non dispongano di contatori intelligenti (comma 6) hanno comunque diritto ad avere contatori convenzionali individuali in grado di misurare con precisione i propri consumi effettivi e facilmente leggibili.

L' articolo 10 (Strumenti di confronto delle offerte), al fine di assicurare la confrontabilità e la trasparenza delle offerte presenti sul mercato elettrico, elenca i requisiti minimi cui deve essere conforme il portale informatico per la racccilta e la pubblicazione delle offerte di cui all'articolo 1, comma 61, della legge 4 agosto 2017, n. 124, attribuendo ali' ARERA il compito di assicurarne il rispetto.

L'articolo 11 (Clienti vulnerabili e in condizioni di povertà energetica) fa riferimento àl criterio direttivo indicato dalla legge di delegazione all'articolo 12, comma 1 lettera e), concernente l'aggiornamento del quadro normativo tn materia di protezione dei clienti vulnerabili e in condizioni di povertà energetica e a quanto previsto dalla direttiva negli articoli 5, 9, 28 e 29, Al comma I si prevede l'individuazione della platea dei clienti vulnerabili, definendo tali i clienti civili (domestici): che si trovano in condizioni di svantaggio economico o; che versano in gravi condizioni di salute e che per tali ragioni utilizzano dispositivi medico-terapeutici necessari per il mantenimento in vita e perciò non disalimentabili; presso i quali sono presenti persone che versano in gravi condizioni di salute e che per tali ragioni utilizzano dispositivi medico-terapeutici necessari per il mantenimento in vita; che rientrano tra gli aventi diritto ai sensi della legge 5 febbraio 1992, n. 104; le cui utenze sono ubicate nelle isole minori non interconnesse e le cui utenze sono ubicate in strutture abitative .di emergenza a seguito di eventi calamitosi; sono inoltre ricompresi tra i vulnerabili i clienti civili con età anagrafica superiore a 75 anni in considerazione delle maggiori difficoltà che possono essere riscontrate da questa categoria di utenti nella partecipazione consapevole al mercato libero dell'energia.

Al. comma 2, è introdotto l'obbligo per le imprese fornitrici di energia elettrica, a decorrere dalla cessazione del servizio di maggior tutela stabilito dalla legge 124 del 2017, di proporre ai clienti civili vulnerabili che ne facciano richiesta 1m'offerta ad un prezzo che riflette il prezzo all'ingrosso e i costi efficienti del servizio di commercializzazione e a condizioni contrattuali e di qualità del servizio, come definiti dall' ARERA con proprio provvedimento periodicamente aggiornato. Il comma 3, con l'obiettivo di promuovere la tutela dei consumatori in termini di maggiore consapèvolezza sul mercato, affida ali' Autorità di regolazione la definizione di un indice mensile del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso che possa costituire 1m riferimento del prezzo della commodity nel processo di superamento del regime dei prezzi tutelati per tutti gli utenti domestici e le microimprese.

Il çomma 4 stabilisce che il Ministro della transizione ecologica, sulla base del riesame de\la Commissione europea sugli interventi pubblici nella fissazione dei prezzi di fornitura dell'energia elettrica ai clienti civili in condizioni di povertà energetica o vulnerabili previsto dall'articolo 5, paragrafo 10 della direttiva 944/2019, prop(me al Consiglio dei Ministri, entro il 31 dicembre 2025,

lUl disegno di legge per l'eventuale superamento dell'obbligo di offerta introdotto dal comma 2, prevedendovi contestualmente misure sociali di sostegno ai clienti vulnerabili alternative.

Al comma 5, coerentemente con quanto delineato al riguardo dal PNIEC, si prevede l'istituzione, presso il 1\/Iinistero della transizione ec~logica, di un Osservatorio nazionale della povertà ... • energetica composto da sei membri. L'Osservatorio è un organo collegiale composto da sei

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membri, nominati con decreto del Ministro della transizione ecologica. Dei sei membri, due, compreso il Presidente dell'Osservatorio, sono designati dal Ministro della transizione ecologica;

uno dal Ministro del lavoro e delle politiçhe sociali; uno dal Ministro delle infrastrutture e della mobilità sostenibili; uno dalla Conferenw permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano; uno dall' ARERA. L'Osservatorio si avvale del supporto tecnico del Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. e di Acquirente Unico S.p.A.. L'Osservatorio ha il compito di rilevare .e monitorare il fenomeno della povertà energetica, anche ai fini della comunicazione integrata sulla povertà energetica di cui all'articolo 24, del Regolamento (UE) 2018/1999; di elaborare criteri per la misurazione e la valutazione del fenomeno della povertà energetica; di supportare il decisore pubblico nell'individuazione di opportune politiche di contrasto anche attraverso azioni di comunicazione, formazione e assistenza a soggetti pubblici ed enti rappresentativi dei portatori di interesse. L'istituzione dell'osservatorio non comporta nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica ( comma 6).

Con l'obiettivo di promuovere l'accesso ai benefici di una maggiore partecipazione alle opportunità del mercato anche dei clienti in condizioni di disagio economico, al comma 7 si prevede che gli enti territoriali, ove partecipanti alle comunità energetiche dei cittadini, adottino iniziative affinché anche tali soggetti possano partecipare e godere dei benefici a livello di comunità, quali ad esempio la condivisione dell'energia autoprodotta o l'offerta di servizi di efficienza energetica, che possono avere un ruolo importante nella riduzione della spesa energetica di tali categorie di clienti finali considerato che queste potrebbero avere mflggiori difficoltà di f\Ccesso a tali opportunità a livello individuale. Gli enti territoriali operano nell'ambito delle risorse disponibili a legislazione vigente nei propri bilanci e senza nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica

L'articolo 12 (Contratti di aggregazione e gestione della domanda attraverso l'aggregazione), in coerenza con gli articoli 13 e 17 della direttiva e integrando quanto previsto dal d.lgs. 102 del 2014, reca disposizioni in materia di aggregatori e partecipazione degli stessi ai mercati. Il comma I stabilisce il diritto dei c)ienti di acquistare

e

vendere tutti i servizi connessi al mercato dell'energia elettrica diversi dalla fornitura e di stipulare contratti di aggregazione, indipendentemente dal proprio contratto di fornitura di energia e rivolgendosi a imprese di loro scelta. In paiticolare, si prevede che i clienti possono stipulare contratti di aggregazione senza il consenso del proprio fornitore di energia elettrica. Il comma 2 stabilisce il diritto dei clienti di essere informati, in ma11iera esaustiva, dai partecipanti al mercato coinvolti in un'aggregazione sui termini e sulle condizioni dei contratti offerti, nonché di ricevere gratuitamente tutti i dati di gestione della doman.da e quelli relativi all'energia elettri.ca fornita e venduta. Il comma 3 precisa che i suddetti diritti sono garantiti a tutti i clienti senza discriminazioni qua11to a costi, oneri o tempi e i clienti non possono subire oneri o procedimenti dil;criminatori ad opera dei propri fornitori per la loro pai·tecipazione a un contratto di aggregflzione. Si stflbilisce che i. clienti hanno diritto di partecipare ad aggregazioni per la gestione collettiva deìla propria domanda di energia elettrica e che le aggregazioni di clienti finali partecipano, insieme ai produttori e in modo non discriminatorio, al mercato interno dell'energia elettrica (comma 4) e che il gestore del sistema di trasmissione e il gestore del sistema di distribuzione dell'energia elettrica , in caso di acquisto di servizi ancillari, a~sicunino la parità di trnttamento tra partecipanti ad aggregazioni nella gestione della domanda e produttori, sulla base delle rispettive capacità tecniche (comma 5).

Il comma 6 attribuisce all'ARERA il compito di definire, entro sei mesi dall'entrata in vigore del provvedimento in esame, le regole tecniche e le regole di dettaglio per la partecipazione al mercato

interr;io dell'energia elettrica dei soggetti coinvolti in un'aggregazione nella gestione di tma domanda di energia, neldspetto di specifici criteri ivi indicati.

L'articolo 13 (Formazione dei prezzi nei. mercati del/ 'energia elettrica), introduce al comma 1 disposizioni per l'avvio, con provvedimento del Ministero della transizione ecologica, sentita l' ARERA e previò parere della Commissioni parlamentari, di un processo graduale volto al superamento del meccanismo del prezzo unico nazionale (PUN) nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, in linea con il criterio contenuto nella legge di delegazione europea a\l'artic6lo 19, comma 2, lettera a). La disposizione è funzionale a promuovere un contesto di mercato che stimoli, attràverso segnali di prezzo, la partecipazione più attiva della gestione della domanda ai mercati elettrici. Il PUN è un. meccanismo in base al quale i consumatori finali pagano un prezzo medio ponderato indipendentemente dalla zona di mercato in cui sono localizzati in luogo di prezzi zonali. In tal senso il PUN ha rivestito anche una funzione di calmierazìone di prezzi diversi tra le diverse zone di offerta, mitigando possibili svantaggi competitivi dì specifiche aree territoriali per motivi dì congestione dì rete e carenza di offerta rispetto alla domanda. Per tali motivi, la norma introdotta stabilisce che il superamento del PUN sia subordinato ad una valutazione sull'impatto sui mercati dell'energia elettrica e sui consumatori, tenuto conto della modifica del mix tecnologico di generazione in presenza dì una crescente quota della generazione da fonti rinnovabili e delle prospettive di. sviluppo della partecipazione attiva della domanda nei mercati, dello sviluppo delle reti, nonché dell'impatto del passaggio ai prezzi zonali sui clienti finali e dell'esigenza di adeguamento degli strnmentì di tutela dei clienti vulnerabili. A tale scopo, il comma 2 stabilisce che il Mini.stero della transizione ecologica, entro 12 mesi dall'adozione del decreto le.gislativo, avvalendosi della società per azioni Ricerca sul Sistema Energetico (RSE) che opera nell'ambito delle risorse della ricerca del sistema elettrico, elabora un rapporto contenente una valutazione degli impatti attesi sulla bas,: dei suddetti elementi.

L'articolo 14 (Clienti attivi e comunità energetiche dei cittadini) introduce disposizioni con riferimento a un tema innovativo, riconducibile al fenomeno dei clienti attivi e delle comunità energetiche dei cittadini, il quale presenta aspetti di delicatezza per il sistema elettrico oltreché esigenze di coordinamento con l'atto di recepimento della direttiva 2018/2001/UE in materia di promozione delle fonti rinnovabili, la quaie disciplina, con diverse specificità, l'autoconsumo. Le disposizioni previste tengono conto, oltre che dello specifico criterio di cui all'articolo 12, comma 1, lettera a), della legge di delegazione, anche della disciplina transitoria di cui all'articolo 42-bis del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, convertito, con modificazoni, dalla legge 28 febbraio 2020, n. 8, che ha trovato attuazione a seguito dell'adozione della regolazione. La fase transitoria avviata con quest'ultima norma ha consentito di acqtiisire primi dati ed elementi che rappresentano un riferimento per le disposizioni proposte.

In primo luogo, con il comma 1, si stabilisce il diritto dei clienti attivi di paitecipare al mercato dell'energia elettrica come clienti attivi. II comma 2 precisa che la partecipazione al mercato può avvenire in forma singola o aggregata; che i clienti hanno il diritto di vendere sul mercato l'energia elettrica autoprodotta, anche stipulando accordi per l'acquisto di energia elettrica e di partecipare a meccanismi di flessibilità e a meccanismi di efficienza energetica; che la gestione degli impianti può essere attribuita a soggetti terzi; che i clienti sono sottoposti a oneri di rete idonei a rispettare i costi, trasparenti e non discriminatori e cor,tabilizzano separatamente l'energia elettrica immessa in rete e quella assorbita dalla rete, così da garantire un contributo adeguato ed equilibrato alla ripartizione globale dei costi di sistema e che sono responsabili, dal punto di vista finanziario, degli

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squilibri che apportano alla rete elettrica. Si stabilisce che i clienti attivi proprietari di impianti di stoccaggio dell'energia (comma 3): hanno diritto alla connessione alla rete elettrica entro un termine ragionevole dalla richiesta, purché assumano su di sé la responsabilità del bilanciamento e assicurino una misurazione adeguata; non possono essere assoggettati a una duplicità di oneri, per l'energia elettrica immagazzinata che rimane nella loro disponibilità o per la prestazione di servizi di flessibilità ai gestori dei sistemi; non possono essere assoggettati a requisiti od oneri sproporzionati per il rilascio di autorizzazioni e sono autorizzati a fornire diversi servizi contemporaneamente.

È quindi disposto che i clienti attivi che agiscono collettivamente regolano i rapporti tramite un contratto di diritto privato, individuando un soggetto responsabile precisandosi che la titolarità e la gestione degli impianti di produzione e di stoccaggio, ubicati nell'edificio o condominio nonché in siti diversi nella disponibilità dei clienti attivi medesimi, la cui produzione rileva ai fini della condivisione dell'energia, può essere in capo a un soggetto terzo, purché quest'ultiri10 sia soggetto alle istruzioni di uno o più clienti attivi facenti parte del gruppo (comma 4)

Il comma. 5 prevede che i soci delle comunità energetiche di cittadini regolano i loro rapporti tramite un contratto di diritto privato, che può assmnere qualsiasi forma, individuando al loro interno un soggetto responsabile. Sono elencati quindi (comma 6), in conformità al!' art. 16 della direttiva UE n. 2019/944, requisiti vi soggettivi delle cor:tm1ità, quali la finalità principale ossia il perseguimento di benefici ambientali, economici e sociali all'interno della comunità, le responsabilità del soggetto giuridico comunità. È inoltre sancito il diritto dei clienti che aderiscono alla comunità energetica di cittadini di mantenere i propri diritti come clienti finali (anche attivi), nonché la possibilità di 1'ecedere dal contratto di associazione. Si individuano gli ambiti di possibile operatività della comunità : generazione, fornitura, consun10, distribuzione, aggregazione, stoccaggio dell'energia, prestazione d.i servizi di efficienza energetica, servizi di ricarica dei veicoli elettrici, altri servizi energetici

Il comma 7 chiarisce che la condivisione dell'energia elettrica eventualmente prodotta dalle tomunìtà energetiche dei cittadini possa avvenire per mezzo della rete di distribuzione esistente, anche in virtù di contralti di locazione o di acquisto di porzioni della medesima rete ovvero reti di nuova realizzazione. Si stabilisce che nei casi di gestione della rete di distribuzione da parte della comunità, il gestore, previa autorizzazione del Ministero della transizione ecologica, stipuli una convenzione di sub-concessione con l'immesa di distribuzione territorialmente interessata e, in qualità di sub-concessionario, è tenuto all'osservanza degli stessi obblighi e delle stesse condizioni cui è sottoposto il concessionario. Si pre';isa che le reti di distribuzione gestite dalle comunità energetiche dei cittadini sono considerate reti pubbliche di distribuzione con obbligo di connessione dei terzi, indipendentemente dalla proprietL e che oi canoni di locazione ovvero di sub-concessione richiesti dal gestore del sistema di distt':buzione devono in ogni caso risultare equi e essere sottoposti alla valutazione del!' ARERA

Il comma 8 disciplina, con riferimento alle comunità e ai clienti attivi che agiscono in forma aggregata, i criteri di deterrhinazione dell'()ùergia condivisa precisando che: l'energia è condivisa 11ella porzione della rete di distribuzione sottesa alla stessa zona di mercato e che la condivisione può avvenire anche per il tramite di impianti di stoccaggio; per le comunità energetiche dei cittadini è inoltre previsto che gli impianti di accumulo e di generazione di energia elettrica oggetto di condivisione devono essere nella piena disponibilità della comunità che è responsabile della loro gestione; si precisa che l'installazione e gestione degli impianti necessari per le attività energetiche può essere demandata ad un soggetto terzo, fermi restando in capo al soggetto giuridico comunità i poteri di indirizzo e controllo sull'operatività degli impianti. Il comma 9, precisa che sull'energia elettrica prelevata dalle reti pubbliche di distribuzione con obbligo di connessioni di terzi, tra C11i

ricadono anche le reti delle comnnità energetiche, si applicano gli oneri generali di sistema ai sensi dell'atiicolo 6, comma 9, del decreto legge 30 dicembre 2016, n. 244.

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Il comma 1 O reca i compiti di regolazio11,e affidati ali' Antorità di regolazione per energia reti e ambienty per rendere operativo il sistema, attraverso l'emanazione di propri provvedimentL In partic9lare, si prevede che l' ARERA: assicuri che le comunità possano partecipare, anche attraverso aggregatori, a tutti i mercati dell'energi(l elettrica e dei servizi e siano finanziariamente responsabili degli eventuali squilibri arrecati al sistema (lettera a); assicuri che siano rispettat~ le modalità di applicazione degli oneri generali di sistema elettrico, stabilite all'articolo 6, comma 9, del decreto- legge 30 dicembre 2016, n. 244 convertito, con modificazioni, dalla legge 27 febbraio 2017, n.19, all'energia prelevata dalla rete pubblica, a~che se condivisa (lettera b). Quindi, ogni cliente finale anche se incluso nelle nuove configurazioni paga interamente gli oneri generali di sistema su tutti i prelievi dalla rete elettrica, ivi inclusa l'energia condivisa per autoconsumo. Tale scelta ha il vantaggio di tenere sotto controllo gli oneri derivanti da possibili esenzioni implicite deile nuove configurazioni di autoconsumo e, al contempo, di consentire il mantenimento dell'attuale tariffa di raccolta degli oneri generali di sistema senza dover provvedere a nuove notifiche. È previsto inoltre che la stessa Autorità individui (lettera c), anche in via forfetaria, il valore delle componenti tariffarie regolate (di rete e non) che non devono essere applicate all'energia condivisa nell'ambito della porzione di rete di distribuzione sottesa alla stessa cabina primaria ed istantaneamente autoconsumata, in quanto corrispondenti· a costi evitati per il sistema, in funzione della localizzazione sulla rete elettrica dei pnnti di immissione e di prelievo di ciascuna configurazione, in. quanto risulterebbero non proporzionali o discriminatorie. Ciò considerando che tale energia

· · risulta istantaneamente prodotta e, in funziùne deila localizzazione dei pnnti dì consumo, può essere equiparata all'autoconsumo fisico in situ ovvero determinare dei costi evitati per il sistema. Da ultimo si prevede che l'Autorità adotti ptovvedimenti per la sperimentazione, attraverso progetti pilota, di criteri di promozione dell'auto bilanciamento all'interno delle suddette configurazioni, valorizzando i benefici · dell'autoconsurmi sull'efficienza di approvvigiomunento dei servizi ancillari, anche prevedendo che le configurazioni siano considerate utenti del dispacciamento in forma aggregata.

Al Ministro della transizione ecologica è demandata (comma 11), l'adozione di indirizzi affinché: a) i gestori della rete di distribuzione e Terna cooperino per consentire l'attuazione delle disposizioni previste nell'articolo in merito, in particolare, alle modalità per rendere disponibili le misure ddl'energia condivisa e alle modalità per la partecipazione ai mercati dei servizi, nel rispetto dei vincoli di sìcnrezza; sia istituito presso il Gestore dei servizi energetici nn sistema di monitoraggio del[e configuraziolli realizzate unitamente. alla previsione dell'evoluzione dell'energia soggetta al pagamento degli oneri e delle diverse comp:menti tariffarie.

L'artkolo 15 (Accesso a/sistemi di trasmissione e di distribuzione e linee dirette), recepisce gli atiicoli 6 e 7 della direttiva UE n. 2019/944 nel rispetto dei criteri di cui alla lettera b), dell'articolo 12 della legge di delegazione. Il comma 1 sancisce il diritto .dei clienti finali, anche in forma aggregata o di comunità, di accedere ai sistemi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica sulla base di tariffe pubbliche, praticabili per ogni tipologia di cliente e applicate dai gestori in maniera obiettiva e non discriminatoria. Si stabilisce che le tariffe ovvero le metodologie di calcolo delle stesse devono essere approva1,ç dal!' ARERA (comma 2) e che il gestore del sistema di trasmissione o di distribuzione può rifiutare l'accesso unicamente nel caso in cui manchi la capacità necessaria, motivando il rifiuto su criteri oggettivi e giustificati, previamente definiti dal!' ARERA, recisandosi che, in ogni caso, i clienti finali la cui richiesta di accesso al sistema di trasmissione o

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di distribuzione del!' energia elettrica sia stata rigettata possono accedere alla procedura stragiudiziale di risoluzione delle controversie disciplinate da ARERA (comma 3).

Il comma 4 dispone che il cliente finale in caso di rifiuto dell'accesso può richiedere al gestore di trasmettere ali' ARERA informazioni sulle misure necessarie per potenziare la rete elettricae che la trasmissione di tali iflformazioni è· in og1~i caso dovuta, anche in mancanza di una richiesta del cliente, in caso di rifiuto dell'accesso a un punto di ricarica, precisandosi che il soggetto che richieda le informazioni, fatta eccezione per l'ipotesi di cui al periodo precedente, è tenuta a pagare al gestore una somma corrispondente al costo ciel rilascio delle informazioni richieste.

I clienti finali (comma 5), in forma singola o aggregata, in caso cli rifiuto della connessione eia parte di un gestore della rete di trasmissione o distribuzione o nel caso di attivazione della procedura cli risoluzione delle controversie presso l' Aut0rità, possono richiedere l'autorizzazione alla. costruzione di, tma linea elettrica diretta, al fine di realizzare un collegamento privato con un'unità di produzione dell'energia elettrica non localizzata presso il sito ciel cliente finale. Ai soli fini del rilascio della necessaria autorizzazione amministrativa, la linea diretta è equiparata a una linea di trasmissione o cli distribuzione nazionale (comma 6).

La disposizione, subordinando la realizzazione della linea diretta al diniego della connessione alla rete pubblica con obbligo di connessione di terzi in avvalimento della facoltà prevista dal comma 4 del ricl1ian1ato articolo 7 della direttiva, è orientata all'utilizzo di reti pubbliche esistenti per connettere produzioni e consumi ubicati in siti distinti, in considerazione del fatto che tale assetto garantisce una maggiore efficienza complessiva del sistema e una base imponibile più stabile per il pagamento degli oneri di sistema elettrico. Ad ARERA (comma 7) è demandata l'individuazione delle condizioni per l'espressione del rifiuto da parte del TSO o DSO eia allegare all'istanza di autorizzazione. Per quest'ultima si applicano le procedure autorizzative previste per la linea di distribuzione o trasmissione nazionale.

L'articolo 16 (Sistemi semplici dì produzione e consumo), iri attuazione del criterio cli delega previsto dall'articolo 12, comma I,. lettera b), della legge di delegazione europea, intende intervenire sul quadro normativo esistente derivante da norme stratificate nel tempo con l'obiettivo di promuovere una semplificazione ,, razionalizzazione delle diverse . configurazioni di autoconsumo, partendo dalla definizione di sistemi semplici di produzione e consumo. Trattasi di sistemi all'interno dei quali il trasporto di energia elettrica per la consegna alle unità cli consumo che li costituiscono non si configura come attività di trasmissione e/o di distribuzione, ma come attività di autoapprovvigionamento energetico. Nel dettaglio, il comma I definisce il siste1µa semplice di produzione e consumo come sistema direttamente o indirettamente connesso alla rete con obbligo di connessione cli terzi, in cui una linea elettrica collega tma o più unità di produzione riconducibili alla medesima proprietà ad uno o più unità di consumo riconducibili alla stessa proprietà. Il comma 2 chiarisce che i s:slemi di cui al comma I devono essere localizzati interamente sulle particelle catastali nella disponibilità dei soggetti che ne fanno parte. Il comma 3 dispone che l'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente aggiorni e adegui la regolazione in materia con l'obiettivo di razionalizzare e semplificate le diverse configurazioni e definizioni di autoèonsumo che si sono succedute nel tempo con l'obiettivo di fornire un quadro regolatorio più omogeno e certo a beneficio degli utenti e ferma restando la disciplina vigente in materia cli applicazione degli oneri cli sistema e dì rete solo all'energia prelevata dalla rete cui tali c01ifigurazioni sono connesse.

L'articolo 17 (Sistemi di distribuzione chiusi), recependo la facoltà prevista dall'articolo 38 della direttiva UE n. 2019/944 e in attuazione del criterio di cui all'art.12, comma!, lettera b) della legge di delegazione, introduce una nuova disciplina dei sistemi di distribuzione chiusi (nel seguito SDC) ovvero i sistemi per la distribuzione di energia elettrica .all'interno di siti industriali, commerciali o di servizi condivisi all'interno di un'area limitata. La disposizione propone il superamento del_l'assetto vigente dei sistemi di reti eleeriche private, consolidatosi con l'articolo 38, comma 5, del d.lgs. 93 del 2011 che non consentiva la definizione di nuovi SDC, affermando il principio che, dall'entrata in vigore del decreto si possono realizzare nuovi SDC e ferma restando l'esigenza di non modificare gli effetti sui SDC esistenti della norma introdotta con l'art.icolo 6, comma 9, del (c.d., "mi/leproroghe 2016")- , ossia la regola generale per la raccolta degli oneri di sistema, ivi stabilita, per cui gli oneri si applicano solò sul prelievo nel punto di connessione con la rete con obbligo di connessione di terzi. Nel dettagli.o, il comma I stabilisce che sono classificati come SDC i sistemi per la distribuzione di energia elettrica a w1ità di consumo industriali, commerciali o di servizi condivisi, collocate all'interno di un'area geograficamente limitata, nei casi in cui le operazioni o il processo di produzione degli utenti del sistema sono integrati per ragioni tecniche o di sicurezza, oppure il sistema distribnisce energia elettrica principalmente al proprietario o al gestore stesso o alle imprese correlate, in un'area insistente sul territorio di non più di due Comuni adiacenti. Sono quindi individuati, al comma 2, alcuni requisiti per la costituzione dei nuovi SDC i quali sono considerati "reti pubbliche di distribuzione con obbligo di connessione dei terzi" (comma 3), differenziandosi cosi rispetto agli SDC esistenti. In quanto tali, i gestori degli SDC sono soggetti alla stipula di wm sub-concessione con il gestore titolare della concessione della rete a cui l'SDC è connesso, previa autorizzazione del 1'.i!inistero della transizione ecologica, e sono tenuti all'osservanza degli obblighi e delle condizioni cui è sottoposto il concessionario comma 3. Sono fatte salve le deroghe sull'unbundling di c·Ji ai commi 5-bis e 5-tcr dell'articolo 38 del d.lgs. n. 93 del 2011 e sono previste esenzioni dai seguenti obblighi: di approvazione da parte dell'Autorità delle tariffo o delle metodologie di calcolo delle stesse, di presentazione dei piani di sviluppo rete, di approvvigionamento dei servizi di fìessibilità e di copertura delle perdite di rete e di approvvigionamento secondo regole di mercato degli eventuali servizi per la sicurezza della rete (comma 4). Al comma 5 si prevede invece la facoltà di sviluppare e gestire p,mti di ricarica di veicoli elettrici, garantendone un accesso aperto e non discriminatorio, e di realizza1'e e gestire sistemi di stoccaggio. Con il comma 6 è attribuito ali' Autorità il compito di adottare il quadro regolatorio necessario alla costituzione e· gestione degli SDC. Al comma 7 si prevede che con decreto del Ministro della transizione ecologica siano disciplinati l'istituzione dell'albo dei nuovi SDC, la procedura per l'autorizzazione della sub-concessione al nuovo soggetto, nonché la procedura per l'iscrizione nell'albo degli SDC esistenti. Con riferimento a questi ultimi, con il comma 8, si prevede che in caso di modifiche del perimetro degli stessi si applica la disciplina prevista per i nuovi SDC. Da ultimo, il comma 9 prevede che le nuove disposizioni, ad eccezione delle previsioni riguardànti la stipula di una subconcessione, si applicano anche ai porti e agli aeroporti per i quali, ai sensi delle norme vigenti, l'attività di distribuzione di energia elettrica è svolta sulla base di concessioni rilasciate rispettivamente dall'autorità portuale competente ovvero dall'Ente nazionale dell'aviazione civile (ENAC).

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L'articolo 18 (Sviluppo di capacità di stoccaggio), introduce disposizioni per promuovere gli investimenti per lo sviluppo di nuova capacità di stoccaggio funzionali agli obiettivi di crescita della generazione da fotiti rinnovabili e di integrazione di quest'ultima nei mercati dell'energia elettrica, prevedendo:

la definizione per aree territoriali del fabbisogno di capacità di stoccaggio da parte del gestore della rete di trasmissione;

la messa a punto di un meccariismo di contrattuàlizzazione a lungo termine per la realizzazione di sistemi di stoccaggio centralizzati, basato su procedure competitive

· tecnologicamente neutrali, in base al quale all'investitore che 'realizza tali sistemi viene riconosciuta, con oneri a carico del sistema, la piena copertura di tutti i costi fissi e variabili, nonché un equo ritorno sul capitale investito;

l'obbligo da parte del soggetto aggiudicatario, in cambio della remunerazione, di rendere disponibile, attraverso meccanismi concorrenziali, la capacità di accumulo realizzata a soggetti terzi interessati ad impiegarla nei vari mercati in cui part.ecipano;

l'utilizzo dei proventi derivanti dall'utilizzo nei mercati della capacità di accumulo a copertura dei costi di sviluppo della capacità stessa.

La norma interviene altresì sulla qualificazione dell'uso della risorsa idrica in caso di sistemi di stoccaggio idroelettrico (pompaggi) e sulle'procedure di autorizzazione dei relativi impianti.

Con le predette disposizioni si dà attuazione • al criterio direttivo di cui all'articolo 12, lettera c), della legge di delegazione europea, in cui si prevede l'adozione di strumenti funzionali all'adozione di soluzioni di mercato con un orizzonte a lungo termine, al fine di dare stabilità agli investimenti.

In particolare, nel comma I si prevede che sia Terna a definire, in coordinamento con i gestori delle reti di distribuzione, il fabbisogno di capacità di stoccaggio, in considerazione degli obiettivi definiti ne!Piano Nazionale Integrato Energia e Clima, da sottoporre all'approvazione del Ministro della transizione ecologica, sentita l' ARERA.

Nel comma 2 si precisa che la proposta di fabbisogno oltre ad essere articolata su base geografica deve rappresentare le esigenze anche sotto il profilo del tipo di accumulo in relazione alle funzioni cui si riferisce il fabbisogno.

Il comma 3 individua i criteri per la definizione di un sistema di approvvigionamento a lungo termine della capacità di stoccaggio ritenu.ta necessaria, basato su aste concorrenziali, trasparenti, non discriminatorie, orientato a minimizzàre gli oneri per i consumatori e su requisiti minimi di garanzia e affidabilità dei progetti; si prevede, in particolare, che in esito alle aste sia riconosciuta una remunerazione annua su un orizzonte temporale di lungo termine, a fronte dell'obbligo degli aggiudicatari di rendere disponibile tale capacità a soggetti terzi per la partecipazione ai mercati del!' energia elettrica e dei servizi connessi. .

Il còmma 4 stabilisce che nel caso in cui mediante le aste non risultasse aggiudicato, in tutto o in parte, il fabbisogno previsto, il gestore della rete di trasmissionesottoponga all'approvazione del Ministro della tran.sizione ecologica, previo parere favorevole dell' ARERA, un piano per la realizzazione diretta della capacità di stoccaggio mancante.

Con il comma 5 si dispone che la capacità di stoccaggio approvvigionata con le procedure previste dall'articolo sia poi allocata agli operatori di mercato attraverso prodotti e meccanismi di mercato definiti dal Gestore dei mercati energetici GME i cui proventi siano poi utilizzati a riduzione del costo di approvvigionamento della capacità di stoccaggio.

Il comma 6 prevede che per la definizione del sistema di approvvigionamento di cui al comma 2 Terna sulla base dei criteri fissati dall'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente elabori e

presenti al Ministero della transizione ecologica una proposta di disciplina per la relativa approvazione. precisandosi che l'attuazione della misura è subordinata all'approvazione della Commissione europea.

Con il comma 7 si prevede che l'Autorità definisca i criteri per la remunerazione della capacità di stoccaggio approvvigionata, le condizioni e le modalità per lo svìluppo del sistema della capacità di stoccaggio da parte del gestore della rete di trasmissione nazionale nel caso in cui altri soggetti non hanno espresso interesse a realizzarla, ferrno restando il divieto per il gestore della rete di gestire gli impiar1ti di stoccaggio, nonché i criteri ]';er l'allocazione sui mercati della capacità suddetta, le modalità di cope1iura dei costi del meccanismo a valere sulla bolletta elettrica e le modalità per il monitoraggio degli effetti del sistema di approvvigionamento in relazione agli obiettivi perseguiti.

Il comma 8 prevede che la disciplina dei meccanismi di mercato per l'allocazione della capacìtàdi stoccaggio approvvigionata, proposta dal GME, sia approvata, sentita l' ARERA, con decreto del Ministro della transizione ecologica.

Il comma 9 stabilisce che la costruzione e l'esercizio degli impianti idroelettrici di accwnulo mediante pompaggio, le opere collllesse e le infrastrutture indispensabili, nonchè le modifiche sostanziali degli impianti stessi, sono soggetti ad una autorizzazione unica rilasciata con gli effetti e secondo le modalità procedimentali e le co11dizioni previste dall'articolo 12 del decreto legislativo n. 3 87 del 2003.

Il comma i O chiarisce che ai fini di cui all'articolo 6 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775, l'uso delle acque per l'esercizio degli impianti idroelettrici di accumulo mediante pompaggio si qualifica quale uso per sollevamento a scopo di riqualificazione di energia. Si stabilisce inoltre che in caso di impianto idroelettrico di accumulo mediante pompaggio che si avvale con continuità dell'apporto di acqua tramite una derivazione da W1 corso naturale che alimenta il serbatoio cli monte, si prevede che lo scopo predominairte è l'uso per sollevainento a scopo di riqualificazione di energia.

Il comma lJ dispone l'abrogazione dei commi 4 e 5 dell'articolo 36 del d.lgs 93 del 2011, fermi restando gli effetti già prodotti, che prevedevano rispettivamente la realizzazione e gestione da parte dei gestori di rete de.Ile batterie e lo svolgimento di procedure di approvvigionamento di capacità di accumulo mediante pompaggio.

L'articolo 19 (Sistemi di stoccaggio facenti parte dei sistemi di distribuzione e del sistema di trasmissione), in considerazione di quanto previsto agli articoli 36 e 54 della direttiva UE n.

2019/944, introduce al d.lgs. 93/2011 ooanuova disposizione, l'articolo 38-bis, che, in deroga al divieto generale per i gestori di rete di possedere, sviluppare e gestire sistemi di stoccaggio elettrico, prevede la possibilità per il gestore deJ!a rete di trasmissione e per i gestori delle reti di distribuzione di sviluppare, detenere e gestire impianti di stoccaggio solo nei casi in cui tali impianti si configurino, previa approvazione da parte dell'Autorità di regolazione per energia reti e ambietite, come componenti pienainente fotegrate, ovvero dispositivi facenti pai·te della rete di trasmissione utilizzate al solo scopo di assicurare un funzionamento sicuro e affidabile del sistema di trasmissione ci distribuzione e non per il bilanciamento o la gestione della congestione.

Con l'articolo 20 (Obblighi di servizio pubblico per le imprese elettriche), in ottemperanza al criterio direttivo di cui all'articolo 12, comma I, lettera h), della legge di delegazione europea e a quanto previsto dall'articolo 9 della direttiva UE n. 2019/944, sono introdotte, con i commi I e 2, disposizioni finalizzate all'aggiornamento della disciplina degli obblighi di servizio pubblico a carico dei gestori degli impianti di generazione elettrica e delle procedure di messa fuori servizio in

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relazione alle esigenze di sicurezza del sistema elettrico. A tal fine, si novellano le disposizioni di cui all'articolo 1-quinquies del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 23 ottobre 2003 n. 290, prevedendo che il Ministro della transizione ecologica, ser,tita l' AL1torità di regolazione per !.'energia reti e ambiente, disciplini: gli obblighi di servizio pubblico a carico dei gestori degli impianti di produzimie di energia elettrica e di accumulo di energia; i cri teti e. le modalità con cui il gestore della rete di trasmissione nazionale valuta la domanda di messa fuori servizio definitiva nonché le relative condizioni e tempistiche tenuto conto delle ricadute sul sistema in termini di sicurezza, adeguatezza e costi con riferimento alla chiusura degli impianti; i criteri per il reintegro dei costi fissi degli impianti per i quali la domanda di dismissione 11011 possa essere accolta per motivi di sicurezza; le modalità e le tempistiche con cui il Gestore della rete di trasmissione nazionale predispone, aggiorna e rende disponibili al Ministero le valutazioni in materia di sicurezza e di adeguatezza del sistema elettrico. Si stabilisce infine che il Ministero della transizione ècologica provvede a notificare immediatamente alla Commissione europea le misure riguardanti gli obblighi di servizio pubblico e a informare periodicamente la Commissione circa le eventuali modifiche alle stesse.

L'articolo 21 (Preparazione ai rischi per la sicurezza del sistema elettrico e disposizioni per l'adeguatezza) modifica il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93, relativamente alle disposizioni riguardanti le misure di salvaguardia in caso di crisi del sistema elettrico, al fine di dare attuazione a quanto previsto dal regolamento UE n. 94U2019. In pa1ticolare, viene aggiunto dopo l'articolo 8, l'articolo 8-bis relativo alla preparazione ai rischi per la sicurezza del sistema elettrico. Nello specifico si prevede che sia il Ministero cklla transizione ecologica l'amministrazione competente per l'Italia alla valutazione dei rischi per il sistema elettrico e alla predisposizione del Piano di preparazione ai rischi avvalendosi del gc;;tore della rete di trasmissione nazionaletenendo conto delle disposizioni di cui agli articoli 10, 11 e 12 del Regolamento UE 941/2019, che definiscono il processo di adozione e i contenuti del piano, con riferimento sia alle misure nazionali, sia alle misure regionali e bilaterali. Si stabilisce che il Piano, coerente con gli scenari di rischio del settore elettrico regionali e nazionali, individuati ai sensi degli aiticoli 6 e 7 del medesimo regolamento UE, sia predisposto previa consultazione pubblica e adottato dal Ministro per la transizione ecologica entro il 5 gennaio 2022 e aggiornato ogni quattro anni, salvo una minore frequenza dettata dalle condizioni di rischio del sistema elettrico. Infine si dispone che il Ministero della transizione ecologica trasmetta alla Commissione europea tma relazione annuale contenente il monitoraggio del piano di attuazione delle misure per lo sviluppo del mercato elettrico, ai sensi dell'articolo 20, comma 3, delregolamento (UE) 2019/943.

L'articolo 22 (Funzioni e responsabilità del Gestore .della rete di trasmissione) integra il quadro normativo vigente in relazione alle funzio1i e responsabilità del gestore della rete di trasmissione, in considerazione dei nuovi _adempimenti previsti dalla direttiva (UE) n. 2019/944 e dal regolatnento (UE) n. 2019/943. In particolare, il comma

l

inserisce i commi 2-bis, 2-ter, 2-quater, 2-quinques, 2- sexies e 2-speties all'articolo 3, comma 2 del d.lgs. 16 marzo 1999, n. 79, chiarendo gli obblighi in capo al gestore della rete e le modalità di funzionamento del mercato dei servizi ancillari. Nello specifico, si prevede l'obbligo del gestore di non discriminazione degli utenti della rete, di pubblicazione di regole trasparenti ed efficienti per la connessione degli impianti di generazione e stoccaggio, cli approvvigionamento dei servizi ancillari per la sicurezza del sistema; si prevede che i servizi cli bilanciamento siano acquisiti secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate

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sul mercato, sulla bas:e di reqt\isiti tecnici stabiliti d'intesa con l' ARERA; si prevede .che il gestore della rete di trasmissione, previa approvazione dell' ARERA, stabilisca le specifiche tecniche e le regole per l'approvvigionamento dei servizi ancillari non di frequenza in modo da assicurare la partecipazione effettiva e non discriminatoiia di tutti i partecipanti al mercato. Il comma 2 integra le disposizioni del d.lgs. n.79 del 1999 in m_ateria di obbligo del gestore di rete di riservatezza sulle informazioni commerciali acquisite nello svolgimento .dei propri compiti. Il comma 3 integra le disposizioni del decreto legislativo I giugno 2011 n. 93, prevedendo il divieto di trasferimento di personale dal gestore di rete a imprese elettriche attive nella generazione e fornitura di energia elettrica. Il comma 4 prevede, integrando le disposizioni in materia del d.lgs. n. 93 del 2011, la verifica da parte dell' ARERA circa la coerenza del piano decennale di sviluppo della rete predisposto dal géstore della rete di trasmissione con il piano decennale di sviluppo della réte déll'Unione europea cli cui all'articolo 30, paragrafo!, lettera b), del regolamento (UE) 2019/943. I commi 6, e 7 integrano le norme del d.lgs. 93 del 2011 in materia di certificazione del gestore della rete di trasmissione, disciplinando i casi ove sia necessario un riesame da parte dell' ARERA nonché l'ipotesi in cui un soggetto stabilito in uno Stato terzo, non appartenente all'Unione europea, ne acquisisca il controllo; si prevede in tale ultimo caso che con decreto del Ministro della transizione ecologica siano definiti i criteri, tra i quali quello della sicurezza energetica dell'Italia e dell'UE.

Con il comma 8 infine si interviene aftìnchè il Gestore della rete di trasmissione nazionale implementi il quadro di cooperazione con i Centri di coordinamento regionale, ovvero le entità a governance sovranazionale costituite dai gestori di rete degli Stati membri per lo svolgimento dei compiti a livello di aree regionali europçe in materia di procedure operative per la sicurezza e l'adeguatezza secondo quanto previsto dalregolamento UE n. 2019/943. A tal riguardo, il gestore della rete dovrà tener conto delle raccomandazioni adottate dai Centri regionali. Si prevede altresì che il gestore della rete di trasmissione nazionale partecipi alla predisposizione delle valutazioni di adegm1tezza del sistema elettrico a livello turopeo e nazionale, utilizzando le metodologie previste dal medr~simo regolamento UE n. 2019/943.

L'articolo 23 (Funzioni e responsabilità del Gestore della rete di distribuzione) integra il quadro normativo vigente e in particolare le disposizioni dell'articolo 38 ciel decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93 sul molo e gli obblighi dei geslori della rete di distribuzione. Il comma I chiarisce che l'indipendenza del gestore del sistema di distribuzione nell'ambito dell'impresa elettrica verticalmente integrata fa salve le esigenze di coordinamento a livello di gruppo societario. Il comma 2 prevede che il programma di adempimenti elaborato dal gestore del sistema di distribuzione con le misure per escludere j possibili comportamenti discriminatori individui anche gli obblighi in capo ai dipendenti. Il comma 3, in linea con gli articoli 31 e 32 della direttiva UE n.

2019/944 e i criteri direttivi cli cui all'articolo 12, comma I lettera cl) e f), della legge di delegazione, prevede misure per l'evoluzione del ruolo e delle responsabilità dei gestori delle reti di distribuzione in funzione delle esigenze di flessibilità del sistema e di integrazione deHa generazione distribuita, secondo criteri di efficienza e sicurezza. La disposizione risponde altresl al criterio indicato nella legge di delegazione all'articolo 19, comma 2, lettern a), numero 2), in cui si prevede la modifica della disciplina del dispacciamento e dei mercati all'ingrosso funzionale alla maggiore responsabilizzazione delle risorE':: distribuite. Nello specifico, è stata prevista l'adozio;1e di provvedimenti da parte dell'Autorità di regolazione finalizzati al coordinamento dei gestori delle reti di distribuzione con il gestore della rete di trasmissione in relazione all'esigenza di promuovere

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